[6-K] BP PLC Current Report (Foreign Issuer)
BP p.l.c. issued a third‑quarter 2025 trading statement ahead of results expected on 4 November 2025. Reported upstream production is now expected to be higher versus the prior quarter, with gains in both oil production & operations (notably higher gas from bpx energy) and gas & low carbon energy.
Segment outlooks: gas & low carbon energy realizations are expected to impact results by around $(0.1) billion versus 2Q, with gas marketing and trading average. Oil production & operations realizations are seen broadly flat, with exploration write‑offs around $(0.1) billion higher. Customers & products: customers should see seasonally higher volumes with broadly flat fuels margins; products are guided to stronger realized refining margins of $0.3–$0.4 billion and significantly lower turnaround activity, partly offset by environmental compliance seasonality and an unplanned Whiting outage; oil trading is expected to be weak.
Other items: post‑tax adjusting impairment charges are expected in the $0.2–$0.5 billion range. Net debt is expected to be broadly flat at around $26 billion, reflecting the planned redemption of $1.2 billion perpetual hybrid bonds on 1 September, higher income taxes paid of around $1 billion, and a working capital release. Trading conditions: Brent averaged $69.13/bbl, Henry Hub $3.07/mmBtu, and bp RIM $15.8/bbl in 3Q25.
BP p.l.c. ha emesso una relazione di andamento per il terzo trimestre 2025 prima dei risultati previsti per il 4 novembre 2025. La produzione upstream riportata si prevede ora superiore rispetto al trimestre precedente, con aumenti sia nella produzione & operazioni petrolifere (in particolare un maggiore gas da bp energy) sia nel gas & energia a basse emissioni.
Prospettive per segmento: si prevede che le realizzazioni nel gas & energia a basse emissioni influenzeranno i risultati di circa $(0,1) miliardo rispetto al 2Q, con una media di commercializzazione e trading del gas. Le realizzazioni di produzione & operazioni petrolifere si prevedono sostanzialmente stabili, con svalutazioni legate all’esplorazione di circa $(0,1) miliardo in più. Clienti & prodotti: i clienti dovrebbero registrare volumi stagionalmente più elevati con margini dei carburanti sostanzialmente stabili; i prodotti dovrebbero beneficiare di margini di raffinazione realizzati più forti di $0,3–$0,4 miliardi e di un’attività di turnaround significativamente inferiore, in parte compensata dalla stagionalità della conformità ambientale e da un’interruzione non pianificata a Whiting; le operazioni di trading di petrolio dovrebbero essere deboli.
Altre voci: le impairment charges correttive post-imposta sono previste nell’intervallo $0,2–$0,5 miliardi. Il debito netto dovrebbe rimanere sostanzialmente invariato intorno a $26 miliardi, riflettendo il rimborso pianificato delle obbligazioni ibride perpetue da $1,2 miliardo il 1 settembre, maggiori imposte sul reddito pagate di circa $1 miliardo, e una liberazione di capitale corrente. Condizioni di trading: Brent media $69,13/bbl, Henry Hub $3,07/mmBtu, e bp RIM $15,8/bbl nel 3Q25.
BP p.l.c. emitió un comunicado de resultados para el tercer trimestre de 2025 antes de los resultados esperados para el 4 de noviembre de 2025. La producción upstream reportada se espera ahora más alta en comparación con el trimestre anterior, con mejoras tanto en la producción & operaciones de petróleo (notablemente más gas de bp energy) como en gas y energía de bajas emisiones.
Perspectivas por segmento: se espera que las realizaciones de gas y energía de bajas emisiones impacten los resultados en alrededor de $(0,1) mil millones frente al 2T, con una media de comercialización y trading de gas. Las realizaciones de producción & operaciones de petróleo se ven prácticamente planas, con deterioros por exploración de alrededor de $(0,1) mil millones más. Clientes & productos: los clientes deberían ver volúmenes estacionales más altos con márgenes de combustibles prácticamente estables; se espera que los productos tengan márgenes de refinación realizados más fuertes de $0,3–$0,4 mil millones y una actividad de mantenimiento significativamente menor, compensada parcialmente por la estacionalidad de cumplimiento ambiental y una interrupción no planificada en Whiting; el comercio de petróleo se espera débil.
Otros ítems: se esperan cargos de deterioro post-impuestos en el rango de $0,2–$0,5 mil millones. La deuda neta se espera que permanezca prácticamente plana en alrededor de $26 mil millones, reflejando el canje planificado de bonos híbridos perpetuos por $1,2 mil millones el 1 de septiembre, mayores impuestos sobre la renta pagados de alrededor de $1 mil millones, y una liberación de capital de trabajo. Condiciones de trading: Brent promedió $69,13/bbl, Henry Hub $3,07/mmBtu y bp RIM $15,8/bbl en 3Q25.
BP p.l.c. 2025년 3분기 실적 발표를 앞두고 2025년 11월 4일 발표될 결과에 앞서 트레이딩 성과를 발표했다. 상류 생산은 분기 전보다 증가할 것으로 예상되며, 석유 생산 및 운영(특히 bp energy의 가스 증가)과 가스 및 저탄소 에너지 부문 모두에서 증가가 기대된다.
부문 전망: 가스 및 저탄소 에너지 실현분이 2Q 대비 결과에 약 $(0.1)십억 달러 정도 영향을 미칠 것으로 예상되며, 가스 마케팅 및 트레이딩의 평균이 반영된다. 석유 생산 및 운영 실현은 대체로 평탄한 흐름으로 보이며, 탐사 관련 손실은 약 $(0.1)십억 달러 더 증가할 것으로 보인다. 고객 & 제품: 고객은 계절적으로 더 높은 물량을 보일 것이며 연료 마진은 대체로 평탄할 것으로 예상된다. 제품은 $0.3–$0.4십억 달러의 더 강한 정제 마진과 상당히 낮아진 가동정지 활동으로 도출될 전망이며, 환경 규정 준수 계절성과 예기치 않은 Whiting 정전에 대한 부분적 상쇄가 있다. 원유 거래는 약세로 예상된다.
기타 항목: 세후 조정 손상 처리는 $0.2–$0.5십억 달러 범위에 있을 것으로 예상된다. 순부채는 약 $26십억 달러 수준에서 큰 변동 없이 유지될 것으로 보이며, 이는 9월 1일에 $1.2십억 달러의 영구형 하이브리드 채권 상환 계획 때문이며, 대략 $1십억 달러의 법인세 납부 증가 및 운전자본의 해제가 반영된다. 거래 조건: 브렌트 평균 $69.13/bbl, 헨리 허브 $3.07/mmBtu, bp RIM $15.8/bbl 3Q25.
BP p.l.c. a publié un communiqué sur les résultats du troisième trimestre 2025 en anticipation des résultats prévus le 4 novembre 2025. La production en amont rapportée devrait être plus élevée par rapport au trimestre précédent, avec des gains à la fois dans la production & opérations pétrolières (notamment plus de gaz provenant de bp energy) et dans le gaz & énergie bas carbone.
Perspectives par segment : les réalisations dans le gaz & énergie bas carbone devraient impacter les résultats d’environ $(0,1) milliard par rapport au 2Q, avec une moyenne de commercialisation et de trading du gaz. Les réalisations de production & opérations pétrolières devraient rester globalement stables, avec des dépréciations liées à l’exploration d’environ $(0,1) milliard de plus. Clients & produits : les clients devraient observer des volumes saisonniers plus élevés avec des marges de carburants globalement stables ; les produits devraient bénéficier de marges de raffinage réalisées plus solides de $0,3–$0,4 milliard et d’une activité de maintenance nettement plus faible, partiellement compensées par la saisonnalité de la conformité environnementale et une interruption non planifiée à Whiting ; le trading de pétrole devrait être faible.
Autres éléments : des charges d’amortissement après impôt sont attendues dans la fourchette $0,2–$0,5 milliard. La dette nette devrait rester globalement stable autour de $26 milliards, reflétant le remboursement prévu des obligations hybrides perpétuelles à $1,2 milliard le 1er septembre, des impôts sur le revenu plus élevés d’environ $1 milliard, et une libération de fonds de roulement. Conditions de trading : Brent en moyenne $69,13/bbl, Henry Hub $3,07/mmBtu, et bp RIM $15,8/bbl au 3Q25.
BP p.l.c. hat vor den voraussichtlichen Ergebnissen am 4. November 2025 eine Handelsmitteilung für das dritte Quartal 2025 veröffentlicht. Die gemeldete Upstream-Produktion wird voraussichtlich höher ausfallen als im Vorquartal, mit Zuwächsen sowohl in der Ölproduktion & -betrieb (insbesondere mehr Gas von bp energy) als auch bei Gas & niedrigem CO2‑Energieanteil.
Segmentausblick: Gas & niedrig CO2-Energie Realisationen sollen die Ergebnisse gegenüber dem 2Q um rund $(0,1) Milliarden beeinflussen, mit durchschnittlicher Gasvermarktung und -handel. Ölproduktion & -betrieb Realisationen werden weitgehend unverändert erwartet, mit Explorationsabschreibungen von ca. $(0,1) Milliarden mehr. Kunden & Produkte: Kunden sollten saisonal höhere Volumen sehen, während Treibstoffmargen weitgehend unverändert bleiben; Produkte werden voraussichtlich stärkere realisierte Raffineriemargen von $0,3–$0,4 Milliarden erreichen und deutlich geringere Turnaround-Aktivitäten, teilweise kompensiert durch Umweltkonformität-Saisonalität und eine ungeplante Whiting-Störung; Ölhandel wird voraussichtlich schwach sein.
Andere Posten: Nachsteueranpassungen bei Wertminderungen werden voraussichtlich im Bereich von $0,2–$0,5 Milliarden liegen. Die Nettoverschuldung soll weitgehend unverändert bei ca. $26 Milliarden bleiben, was die geplante Rückzahlung von $1,2 Milliarden permanenter Hybridanleihen am 1. September, höhere Einkommensteuern von ca. $1 Milliarde und eine Freisetzung von Working Capital widerspiegelt. Handelsbedingungen: Brent durchschnittlich $69,13/bbl, Henry Hub $3,07/mmBtu, und bp RIM $15,8/bbl im 3Q25.
BP p.l.c. أصدرت بياناً تجارياً للربع الثالث من 2025 قبل النتائج المتوقعة في 4 نوفمبر 2025. من المتوقع أن تكون الإنتاجية من المصادر العليا مُعَزَّزة مقارنة بالربع السابق، مع مكاسب في كل من إنتاج النفط والعمليات (لا سيما زيادة الغاز من BP Energy) والغاز والطاقة المنخفضة الكربون.
آفاق القطاعات: من المتوقع أن تؤثر realizations في الغاز والطاقة المنخفضة الكربون على النتائج بنحو $(0.1) مليار مقابل 2Q، مع متوسط تسويق الغاز وتداوله. realizations إنتاج النفط والعمليات متوقع أن تظل ثابتة إلى حد كبير، مع انخفاضات استكشاف تعادل نحو $(0.1) مليار إضافية. العملاء والمنتجات: من المتوقع أن يشهد العملاء حجماً موسميًا أعلى مع هوامش وقود ثابتة إلى حد بعيد؛ من المتوقع أن تكون هوامش التكرير المحققة للمنتجات أقوى بقيمة $0.3–$0.4 مليار وأن نشاط الانعقاد/الت turnaround أقل بشكل كبير، مع تعويض جزئي بواسطة موسمية الامتثال البيئي وانقطاع غير مخطط له في وايينغ Whiting؛ من المتوقع أن يكون تداول النفط ضعيفاً.
عناصر أخرى: من المتوقع أن تكون هناك رسوم انخفاض/ impairment بعد الضرائب ضمن نطاق $0.2–$0.5 مليار. من المتوقع أن يبقى الدين الصافي مستقراً حول $26 مليار، مع عكس خطة سداد سندات هجينة دائمة بقيمة $1.2 مليار في 1 سبتمبر، وزيادة ضرائب الدخل تقارب $1 مليار، وتحرير رأس المال العامل. ظروف التداول: بمتوسط برنت $69.13/bbl، هنري هاب $3.07/mmBtu، وbp RIM $15.8/bbl في 3Q25.
- None.
- None.
Insights
Mixed 3Q setup: higher upstream and refining, softer trading.
BP guides to higher reported upstream volumes quarter‑over‑quarter, while realizations are mixed: gas & low carbon energy sees a roughly
Below the line, management flags post‑tax impairments of
Macro markers provide context: Brent averaged
BP p.l.c. ha emesso una relazione di andamento per il terzo trimestre 2025 prima dei risultati previsti per il 4 novembre 2025. La produzione upstream riportata si prevede ora superiore rispetto al trimestre precedente, con aumenti sia nella produzione & operazioni petrolifere (in particolare un maggiore gas da bp energy) sia nel gas & energia a basse emissioni.
Prospettive per segmento: si prevede che le realizzazioni nel gas & energia a basse emissioni influenzeranno i risultati di circa $(0,1) miliardo rispetto al 2Q, con una media di commercializzazione e trading del gas. Le realizzazioni di produzione & operazioni petrolifere si prevedono sostanzialmente stabili, con svalutazioni legate all’esplorazione di circa $(0,1) miliardo in più. Clienti & prodotti: i clienti dovrebbero registrare volumi stagionalmente più elevati con margini dei carburanti sostanzialmente stabili; i prodotti dovrebbero beneficiare di margini di raffinazione realizzati più forti di $0,3–$0,4 miliardi e di un’attività di turnaround significativamente inferiore, in parte compensata dalla stagionalità della conformità ambientale e da un’interruzione non pianificata a Whiting; le operazioni di trading di petrolio dovrebbero essere deboli.
Altre voci: le impairment charges correttive post-imposta sono previste nell’intervallo $0,2–$0,5 miliardi. Il debito netto dovrebbe rimanere sostanzialmente invariato intorno a $26 miliardi, riflettendo il rimborso pianificato delle obbligazioni ibride perpetue da $1,2 miliardo il 1 settembre, maggiori imposte sul reddito pagate di circa $1 miliardo, e una liberazione di capitale corrente. Condizioni di trading: Brent media $69,13/bbl, Henry Hub $3,07/mmBtu, e bp RIM $15,8/bbl nel 3Q25.
BP p.l.c. emitió un comunicado de resultados para el tercer trimestre de 2025 antes de los resultados esperados para el 4 de noviembre de 2025. La producción upstream reportada se espera ahora más alta en comparación con el trimestre anterior, con mejoras tanto en la producción & operaciones de petróleo (notablemente más gas de bp energy) como en gas y energía de bajas emisiones.
Perspectivas por segmento: se espera que las realizaciones de gas y energía de bajas emisiones impacten los resultados en alrededor de $(0,1) mil millones frente al 2T, con una media de comercialización y trading de gas. Las realizaciones de producción & operaciones de petróleo se ven prácticamente planas, con deterioros por exploración de alrededor de $(0,1) mil millones más. Clientes & productos: los clientes deberían ver volúmenes estacionales más altos con márgenes de combustibles prácticamente estables; se espera que los productos tengan márgenes de refinación realizados más fuertes de $0,3–$0,4 mil millones y una actividad de mantenimiento significativamente menor, compensada parcialmente por la estacionalidad de cumplimiento ambiental y una interrupción no planificada en Whiting; el comercio de petróleo se espera débil.
Otros ítems: se esperan cargos de deterioro post-impuestos en el rango de $0,2–$0,5 mil millones. La deuda neta se espera que permanezca prácticamente plana en alrededor de $26 mil millones, reflejando el canje planificado de bonos híbridos perpetuos por $1,2 mil millones el 1 de septiembre, mayores impuestos sobre la renta pagados de alrededor de $1 mil millones, y una liberación de capital de trabajo. Condiciones de trading: Brent promedió $69,13/bbl, Henry Hub $3,07/mmBtu y bp RIM $15,8/bbl en 3Q25.
BP p.l.c. 2025년 3분기 실적 발표를 앞두고 2025년 11월 4일 발표될 결과에 앞서 트레이딩 성과를 발표했다. 상류 생산은 분기 전보다 증가할 것으로 예상되며, 석유 생산 및 운영(특히 bp energy의 가스 증가)과 가스 및 저탄소 에너지 부문 모두에서 증가가 기대된다.
부문 전망: 가스 및 저탄소 에너지 실현분이 2Q 대비 결과에 약 $(0.1)십억 달러 정도 영향을 미칠 것으로 예상되며, 가스 마케팅 및 트레이딩의 평균이 반영된다. 석유 생산 및 운영 실현은 대체로 평탄한 흐름으로 보이며, 탐사 관련 손실은 약 $(0.1)십억 달러 더 증가할 것으로 보인다. 고객 & 제품: 고객은 계절적으로 더 높은 물량을 보일 것이며 연료 마진은 대체로 평탄할 것으로 예상된다. 제품은 $0.3–$0.4십억 달러의 더 강한 정제 마진과 상당히 낮아진 가동정지 활동으로 도출될 전망이며, 환경 규정 준수 계절성과 예기치 않은 Whiting 정전에 대한 부분적 상쇄가 있다. 원유 거래는 약세로 예상된다.
기타 항목: 세후 조정 손상 처리는 $0.2–$0.5십억 달러 범위에 있을 것으로 예상된다. 순부채는 약 $26십억 달러 수준에서 큰 변동 없이 유지될 것으로 보이며, 이는 9월 1일에 $1.2십억 달러의 영구형 하이브리드 채권 상환 계획 때문이며, 대략 $1십억 달러의 법인세 납부 증가 및 운전자본의 해제가 반영된다. 거래 조건: 브렌트 평균 $69.13/bbl, 헨리 허브 $3.07/mmBtu, bp RIM $15.8/bbl 3Q25.
BP p.l.c. a publié un communiqué sur les résultats du troisième trimestre 2025 en anticipation des résultats prévus le 4 novembre 2025. La production en amont rapportée devrait être plus élevée par rapport au trimestre précédent, avec des gains à la fois dans la production & opérations pétrolières (notamment plus de gaz provenant de bp energy) et dans le gaz & énergie bas carbone.
Perspectives par segment : les réalisations dans le gaz & énergie bas carbone devraient impacter les résultats d’environ $(0,1) milliard par rapport au 2Q, avec une moyenne de commercialisation et de trading du gaz. Les réalisations de production & opérations pétrolières devraient rester globalement stables, avec des dépréciations liées à l’exploration d’environ $(0,1) milliard de plus. Clients & produits : les clients devraient observer des volumes saisonniers plus élevés avec des marges de carburants globalement stables ; les produits devraient bénéficier de marges de raffinage réalisées plus solides de $0,3–$0,4 milliard et d’une activité de maintenance nettement plus faible, partiellement compensées par la saisonnalité de la conformité environnementale et une interruption non planifiée à Whiting ; le trading de pétrole devrait être faible.
Autres éléments : des charges d’amortissement après impôt sont attendues dans la fourchette $0,2–$0,5 milliard. La dette nette devrait rester globalement stable autour de $26 milliards, reflétant le remboursement prévu des obligations hybrides perpétuelles à $1,2 milliard le 1er septembre, des impôts sur le revenu plus élevés d’environ $1 milliard, et une libération de fonds de roulement. Conditions de trading : Brent en moyenne $69,13/bbl, Henry Hub $3,07/mmBtu, et bp RIM $15,8/bbl au 3Q25.
BP p.l.c. hat vor den voraussichtlichen Ergebnissen am 4. November 2025 eine Handelsmitteilung für das dritte Quartal 2025 veröffentlicht. Die gemeldete Upstream-Produktion wird voraussichtlich höher ausfallen als im Vorquartal, mit Zuwächsen sowohl in der Ölproduktion & -betrieb (insbesondere mehr Gas von bp energy) als auch bei Gas & niedrigem CO2‑Energieanteil.
Segmentausblick: Gas & niedrig CO2-Energie Realisationen sollen die Ergebnisse gegenüber dem 2Q um rund $(0,1) Milliarden beeinflussen, mit durchschnittlicher Gasvermarktung und -handel. Ölproduktion & -betrieb Realisationen werden weitgehend unverändert erwartet, mit Explorationsabschreibungen von ca. $(0,1) Milliarden mehr. Kunden & Produkte: Kunden sollten saisonal höhere Volumen sehen, während Treibstoffmargen weitgehend unverändert bleiben; Produkte werden voraussichtlich stärkere realisierte Raffineriemargen von $0,3–$0,4 Milliarden erreichen und deutlich geringere Turnaround-Aktivitäten, teilweise kompensiert durch Umweltkonformität-Saisonalität und eine ungeplante Whiting-Störung; Ölhandel wird voraussichtlich schwach sein.
Andere Posten: Nachsteueranpassungen bei Wertminderungen werden voraussichtlich im Bereich von $0,2–$0,5 Milliarden liegen. Die Nettoverschuldung soll weitgehend unverändert bei ca. $26 Milliarden bleiben, was die geplante Rückzahlung von $1,2 Milliarden permanenter Hybridanleihen am 1. September, höhere Einkommensteuern von ca. $1 Milliarde und eine Freisetzung von Working Capital widerspiegelt. Handelsbedingungen: Brent durchschnittlich $69,13/bbl, Henry Hub $3,07/mmBtu, und bp RIM $15,8/bbl im 3Q25.
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Exhibit
1.1
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3Q25 bp
Trading Statement Part 1 of 1 dated 14 October 2025
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FOR IMMEDIATE RELEASE
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London 14 October 2025
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BP p.l.c. Trading Statement
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FOR IMMEDIATE RELEASE
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London 14 October 2025
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BP p.l.c. Trading Statement
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Guidance Area
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Full Year 2025
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3Q25 vs 2Q25
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Reported and underlying*
upstream production
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Reported upstream production to be lower and underlying upstream
production to be slightly lower than 2024, of which oil production
& operations broadly flat and gas & low carbon energy
lower
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Reported upstream production to be slightly lower
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Customers
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Growth in its business including a full year contribution from bp
bioenergy; earnings growth to be supported by structural cost
reduction; fuels margins to remain sensitive to the cost of
supply
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● seasonally
higher volumes
● fuels
margins to remain sensitive to movements in the cost of
supply
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Products
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Stronger underlying performance underpinned by the absence of the
plant-wide power outage at Whiting refinery; improvement plans
across the portfolio; similar levels of turnaround activity, with
phasing of turnaround activity in 2025 heavily weighted towards
1H25, with the highest impact in 2Q
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● a
significantly lower level of planned refinery turnaround activity
partly offset by seasonal effects of environmental compliance
costs
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Income taxes paid
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● expected
to be around $1bn higher mainly due to the timing of installment
payments, which are typically higher in the third quarter each
year
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Perpetual hybrid bonds
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● elected
to redeem $1.2bn, representing the remaining amount callable from
June 2025. The hybrid bonds will be redeemed on 1 September 2025
using proceeds from bp's November 2024 hybrid bond
issuance
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OB&C
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Around $0.5-1.0bn charge
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DD&A
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Slightly higher compared with 2024
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Underlying effective tax rate*b
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Around 40%
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Capital expenditure*
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Around $14.5bn
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Divestment and other proceeds
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Around $3-4bn with the remaining proceeds weighted to
4Q25
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Gulf of America oil settlement payments
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~$1.2bn pre-tax, of which $1.1bn 2Q
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London
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Houston
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Press Office
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Rita Brown
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Paul Takahashi
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+44 (0) 7787 685821
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+1 713 903 9729
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Investor Relations
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Craig Marshall
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Graham Collins
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bp.com/investors
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+44 (0) 203 401 5592
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+1 832 753 5116
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BP
p.l.c.
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(Registrant)
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Dated: 14
October 2025
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/s/ Ben
J. S. Mathews
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Ben J.
S. Mathews
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Company
Secretary
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FAQ
What did BP (BP) say about 3Q25 upstream production?
How are BP’s (BP) refining margins expected to trend in 3Q25?
What net debt level did BP (BP) indicate for end‑3Q25?
What impairments did BP (BP) flag for 3Q25?
How did trading conditions look for BP (BP) in 3Q25?
When will BP (BP) report its 3Q25 results?
What is BP’s (BP) outlook for customers and trading in 3Q25?
